Учебное пособие 1459

где rk – радиус контура; rc – радиус скважины; ri – радиус i-го пропластка;

ki – проницаемость i-го пропластка.

4.1. Классификация проницаемых пор

По характеру проницаемости различают следующие виды коллекторов:

-равномерно проницаемые;

-неравномерно проницаемые;

-трещиноватые.

По величине проницаемости (мкм2) для нефти выделяют

5классов коллекторов:

1)очень хорошо проницаемые (>1);

2)хорошо проницаемые (0.1 – 1);

3)среднепроницаемые (0.01 – 0.1);

4)слабопроницаемые (0.001 – 0.01);

5)плохопроницаемые (<0.001).

Гравелиты, хорошо отсортированные пески, имеют проницаемость в 1Д. Но такая проницаемость – редкость, чаще принимают единицу в миллидарси.

По проницаемости определяют некоторые граничные значения: если для газа граничные значения составляют 1 – 10 мД, то для нефти граничные значения – 5 – 10 мД.

Проницаемость относится к физико-технологическим характеристикам пласта.

Исследования показали, что пласты с проницаемостью около 0.01 мД могут переходить в коллекторы, если пласт

40

разорвать мощным гидроразрывом. Такие пласты называют плотными коллекторами.

Такой важный на практике показатель, как порог перколяции, можно преодолевать с помощью добавочных трещин (percolation (лат.) – процеживание, фильтрация). Иными словами, преодоление порога перколяции позволяет непроводящей породе проводить.

Гидроразрыв аналогичен проводящему изолятору, т.е. если на изолятор под действием перепада напряжений ∆U набрасывать проводники, то после достижения критической массы проводников произойдет как бы разрыв и изолятор начнет проводить.

Многие песчаники и карбонатные породы, слагающие продуктивные пласты, очень часто имеют каналы и естественные или искусственные трещины. Эти каналы и трещины не изменяют проницаемости отдельных блоков породы, но оказывают существенное влияние на проводимость всего пласта.

41

5. ЗАВИСИМОСТЬ ПРОНИЦАЕМОСТИ ОТ ПОРИСТОСТИ

Теоретически для хорошо отсортированного материала проницаемость не зависит от пористости. Для реальных коллекторов в общем случае более пористые породы и более проницаемы.

Зависимость проницаемости от размера пор для фильтрации через капиллярные поры идеальной пористой среды оценивается из уравнений Пуазейля и Дарси. В этом случае пористая среда представляется в виде системы прямых трубок одинакового сечения длиной L, равной длине пористой среды.

Уравнение Пуазейля описывает объемную скорость течения жидкости через такую пористую среду:

где r – радиус порового канала; L – длина порового канала;

n – число пор, приходящихся на единицу площади фильтрации;

F – площадь фильтрации;

μ – динамический коэффициент вязкости; ∆p – перепад давлений.

Коэффициент пористости среды, через которую проходит фильтрация:

Тогда можно записать

42

Q F mr2 p

8 L

и сравнить с уравнением Дарси:

p Q Fk L .

Приравняв правые части уравнений, получим выражение для взаимосвязи пористости, проницаемости и радиуса порового канала:

mr2

kпр 8 .

Из чего следует, что размер порового канала можно оценить следующим образом:

Если выразить проницаемость в мкм2, то радиус поровых каналов в мкм будет рассчитываться так:

r 2.86 kпр . m

Для реальных коллекторов оценка радиуса порового канала производится с учетом структурных особенностей пород. Обобщенным выражением для этих целей является эмпирическое уравнение Котякова:

43

скважины, диаметром в зависимости от типа колонкового долота и длиной 30-50 см. В обоих случаях задаётся некоторый перепад давления в образце и замеряется скорость течения через него жидкости или газа.

При измерениях необходимо соблюдать факторы, влияющие на проницаемость. Когда в качестве рабочего агента применяется газ, то следует вносить поправку на проскальзывание газа в тех случаях, когда диаметр капилляра соизмерим с длиной среднего свободного пробега молекулы газа. Максимальное проявление эффекта проскальзывания проявляется при использовании газа с меньшим молекулярным весом. Эффект проскальзывания с уменьшением размера поровых каналов пропорционально возрастает.

Хотя вода считается веществом, не реагирующим с породой, во многих нефтяных коллекторах встречаются набухающие в воде глины. Проницаемость породы вследствие разбухания глин может изменяться в 50 и более раз за счет изменения внутренней геометрии порового пространства. Набухание цементирующего материала породы под действием пресной воды является обратимым процессом. Если через керн затем фильтровать солёную воду, то проницаемость образца со временем может восстановиться до первоначальной.

Также может вызвать существенное уменьшение проницаемости (в некоторых породах до 60 %) уплотнение породы вследствие давления вышележащих пород. Когда керн извлекается из скважины, все силы, действующие на этот участок породы, снимаются и образец расширяется во всех направлениях, что ведет к частичному изменению формы поровых каналов внутри керна, и интерпретация данных исследования затрудняется.

46

5.1. Виды проницаемости

Проницаемость абсолютная (физическая) – это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условий:

1.Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и газом или жидкостью.

2.Полное заполнение всех пор среды газом или жидкостью.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ- нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физикохимических свойств породы и флюидов.

Фазовая и относительная проницаемость для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.

47

6. ВОДО-, НЕФТЕ- И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТЬ

Мы рассмотрели свойства пористых материалов, обуславливающих вместимость различных агентов и течение через них. Однако важно знать и другие параметры продуктивных пластов, в частности, какая жидкость насыщает данную породу. Полагают, что большинство нефтяных пластов первоначально было полностью насыщено водой. Затем в пласты вторглись и образовали скопления углеводороды. Вследствие меньшей плотности углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду, но не полностью. Легче всего вода уходит из трещин и каналов, а из капилляров вода плохо уходит из-за капиллярных эффектов. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы водой, нефтью и газом.

Водонасыщенность Sв – отношение объема открытых пор, заполненных водой, к общему объёму пор горной породы:

Sв Vв 100% .

Vпор

Аналогично определяются нефте- и газонасыщенности:

Обычно для нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне Sв = 6 – 35 % (пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщённость в среднем (Sв) < 25 %);

48

нефтенасыщенность Sн = 65 – 94 %, в зависимости от «созревания» пласта.

Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (Sнасыщ.=1) или 100 %. То есть для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

Sн Sв 1.

Для газонефтяных месторождений:

Sв Sн Sг 1 Sг 1 (Sв Sн ) .

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу, отобранному из пласта. Наиболее распространенным является ретортный метод определения начальной насыщенности, предусматривающий нагрев образца до 550 °С в реторте. При данной температуре обеспечивается испарение из образца воды и нефти, пары которых затем конденсируются и собираются в мерном цилиндре. При этом возможны потери нефти из-за крекинга и образования кокса, а также извлечение кристаллизационной воды, и это приводит к необходимости использовать соответствующие поправки по калибровочным кривым.

К прямым методам определения насыщенности относятся также методы, основанные на экстракции нефти растворителем или при помощи центрифуги.

Водонасыщенность образца определяется непосредственно замером воды в ловушке (градуированной бюретке-приёмнике) и по объему пор:

49